Caracterizacion-de-yacimientos-naturalmente-fracturados-usando-atributos-sismicos-analisis-multiatributos-y-redes-neuronales

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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTONOMA DE MÉXICO 
PROGRAMA DE POSGRADO EN CIENCIAS DE LA TIERRA 
INSTITUTO DE GEOFÍSICA 
 
 
 
CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS 
NATURALMENTE FRACTURADOS USANDO 
ATRIBUTOS SÍSMICOS, ANÁLISIS MULTIATRIBUTOS 
Y REDES NEURONALES 
 
 
T E S I S 
para obtener el grado en 
 
MAESTRO EN CIENCIAS 
 
PRESENTA 
 
OLIMPIA SOLÉ SALGADO 
 
TUTOR: DRA. ELSA LETICIA FLORES MÁRQUEZ 
 
 
 
2008 
 
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UNAM – Dirección General de Bibliotecas 
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respectivo titular de los Derechos de Autor. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
DEDICATORIA 
 
 
Con mucho cariño, amor y gratitud a mis padres por ser la motivación para superarme 
cada día más y así poder luchar para que la vida nos depare un futuro mejor, sin ellos y 
sus enseñanzas no estaría aquí ni sería quien soy ahora. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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 iii
 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
A la Universidad Autónoma de México en particular al Posgrado en Ciencias de la Tierra 
por brindarme la oportunidad de crecer en el ámbito profesional. 
A PEMEX Exploración y Producción por permitirme utilizar los datos para la realización de 
este trabajo. 
A la compañía CMG por darme las facilidades y los medios para llevar a cabo este trabajo; 
agradezco a cada uno de mis compañeros que estuvieron ahí para ayudarme y apoyarme. 
A la Dra. Elsa Leticia Flores Márquez, con gratitud por sus ideas que son tesoro invaluable 
y pilar en la construcción de mi tesis. 
 
A mis sinodales: 
Dr. Jorge Barrios Rivera, por su confianza en mí, su paciencia, su disposición para 
compartir tiempos y por sus sabias enseñanzas que me ilustraron para escalar un 
peldaño en mi carrera profesional 
Dra. Rosa Maria Uribe Cifuentes, su cúmulo de experiencia es la cosecha realizada en 
el presente trabajo. 
Dr. Oscar Campos Enríquez, agradezco sus comentarios y sugerencias que 
contribuyeron al mejoramiento de esta tesis. 
Dr. Luís C. Ramírez Cruz, gracias, sus consejos y sugerencias son parte importante 
en las páginas de esta investigación. 
 
Deseo agradecer igualmente a todas las personas que de alguna manera me dieron su 
apoyo, facilidades, consejos, ánimos, o que simplemente estuvieron presentes durante 
todo este tiempo. 
 
 
 
 
 
 
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Caracterización De Yacimientos Naturalmente 
Fracturados Usando Atributos Sísmicos, 
Análisis Multiatributos Y Redes Neuronales 
 
Olimpia Solé Salgado 
 
 
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 v
 
 
RESUMEN 
 
En esta tesis se aplicó una metodología para la identificación y caracterización de un 
yacimiento naturalmente fracturado localizado en la Sonda de Campeche, basada en el 
uso de atributos sísmicos, que conjuntamente con los datos de núcleos de pozos 
disponibles permitió realizar un análisis de patrones direccionales de fracturamiento. 
También se llevó a cabo un análisis multiatributos y de redes neuronales con el fin de 
extrapolar propiedades, como la porosidad, hacia zonas donde la información de pozos es 
escasa. 
Un aspecto fundamental en esta tesis es el uso de atributos geométricos para identificar 
las principales direcciones de fracturas; de las pruebas realizadas se determinó que los 
atributos que mejor definen la intensidad y orientación de las zonas fracturadas son: 
1.Similitud (similarity), 2. Frecuencia instantánea (instantaneous frequency), 3. Dirección 
de buzamiento (dip azimut), 4. Cambio de buzamiento (dip variance) y 5. Buzamiento 
instantáneo (instantaneous dip). Se obtuvieron mapas de estos atributos para cada uno 
de los cuatro niveles estratigráficos interpretados. 
Se identificaron direcciones de fracturas reportadas en los pozos, tanto para 
fracturamiento abierto como para fracturamiento cerrado teniendo como base los mapas 
obtenidos del análisis de atributos sísmicos y los datos de núcleos de pozos disponibles. 
Se obtuvo un volumen de porosidad a partir de dos diferentes técnicas, regresión 
multilineal y PNN, identificando la distribución de la porosidad efectiva que fue 
representada en mapas para cada nivel de interés, los cuales muestran la distribución de 
esta propiedad respecto al sistema de fallas identificado en el análisis de atributos 
sísmicos. 
 
 
 
 
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 vi
ÍNDICE GENERAL 
AGRADECIMIENTOS .......................................................................................................... iii 
RESUMEN ............................................................................................................................v 
INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 1 
OBJETIVOS ......................................................................................................................... 3 
METODOLOGÍA................................................................................................................... 4 
 
1. ANTECEDENTES......................................................................................................... 6 
1.1. YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS ....................................................... 6 
1.2. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL ÁREA DE ESTUDIO ........................................ 8 
1.3. GEOLOGÍA REGIONAL DEL ÁREA DE ESTUDIO .......................................................... 9 
1.4. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO ......................................................................................... 13 
1.5. TECNOLÓGIAS PARA MEDIR FRACTURAS ................................................................ 19 
1.6. CARACTERÍSTICAS SÍSMICAS DE ÁREA DEL ESTUDIO........................................... 22 
 
2. MODELO GEOLÓGICO.............................................................................................. 28 
2.1. INTERPRETACIÓN SÍSMICA – ESTRUCTURAL........................................................... 29 
2.2. CALIBRACIÓN SÍSMICA-POZO ..................................................................................... 29 
2.3. INTERPRETACIÓN ESTRUCTURAL.............................................................................. 32 
 
3. ATRIBUTOS SÍSMICOS............................................................................................. 41 
3.1. ASPECTOS GENERALES .............................................................................................. 41 
3.2. INTERPRETACIÓN DE ATRIBUTOS SISMICOS........................................................... 48 
3.3. FRECUENCIA INSTANTÁNEA ....................................................................................... 49 
3.4. SIMILITUD ....................................................................................................................... 51 
3.5. DIRECCIÓN DE BUZAMIENTO ...................................................................................... 52 
3.6. BUZAMIENTO INSTÁNTANEO....................................................................................... 53 
 
4. MODELADO DE PROPIEDADES............................................................................... 65 
4.1. POROSIDAD SECUNDARIA........................................................................................... 66 
4.2. FLUJO DE TRABAJO ......................................................................................................67 
4.3. ANALISIS MULTIATRIBUTOS Y SU APLICACIÓN ........................................................ 69 
4.4. REDES NEURONALES Y SU APLICACIÓN.................................................................. 78 
4.5. APLICACIÓN DE LA RED NEURONAL A LOS DATOS SÍSMICOS E 
INTERPRETACIÓN....................................................................................................................... 82 
 
CONCLUSIONES............................................................................................................... 91 
 
ANEXO A: ATRIBUTOS SISMICOS .................................................................................. 93 
A1.FRECUENCIA INSTANTÁNEA ............................................................................................... 94 
A2. SIMILITUD .............................................................................................................................. 96 
A3. DIRECCIÓN DE BUZAMIENTO ............................................................................................. 98 
A4. BUZAMIENTO INSTANTÁNEO............................................................................................ 100 
 
APÉNDICES..................................................................................................................... 102 
A. TRAZA SÍSMICA COMPLEJA Y TRANSFORMADA DE HILBERT................................... 103 
B. TRANSFORMADA MULTIATRIBUTO USANDO REGRESIÓN LINEAL CON PASO HACIA 
ATRÁS......................................................................................................................................... 105 
C. TRANSFORMADA MULTIATRIBUTO USANDO REDES NEURONALES PROBABILISTICA
..................................................................................................................................................... 108 
 
REFERENCIAS................................................................................................................ 110 
 
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 vii
 
LISTA DE FIGURAS 
Figura 1. Metodología.......................................................................................................................... 5 
Figura 1.1. Localización de la Sonda de Campeche, mostrando el campo de estudio y otros 
campos principales de hidrocarburos (modificada de PEMEX, 2007). ........................... 8 
Figura 1.2. Columna estratigráfica de la Sonda de Campeche. Nomenclatura: Roca 
Generadora (RG, óvalos rojos), Roca Almacén (Y, cuadros amarillos), Roca 
Sello (S, cuadros verdes) (modificada de Barrios y Audemard, 2007). ....................... 10 
Figura 1.3. Modelo clásico depositacional de rampas carbonatadas (tomado de Chernikoff 
et al., 2006). ................................................................................................................... 11 
Figura 1.4. Etapas de evolución estructural en el área regional (tomada de Chernikoff et al., 
2006). ............................................................................................................................. 17 
Figura 1.5. Fases de evacuación de la sal (tomada de Barrios y Audemard, 2007). ....................... 18 
Figura 1.6. Tecnologías para medir fracturas (tomada de Barrios, 2000). ....................................... 20 
Figura 1.7. Cobertura de los métodos sísmicos (tomada de Harris y Langan, 2001). ..................... 21 
Figura 1.8. Mapa de la cuenca del sureste. Las zonas rosas representan la sal actual y las 
líneas azules corresponden a las secciones sísmicas regionales mostradas en 
la Figura 1.9. .................................................................................................................. 22 
Figura 1.9. Secciones sísmicas regionales, la imagen superior corresponde a la sección 
con dirección NE, perpendicular a la línea de costa, y la inferior a la sección 
con dirección NW, paralela a la línea de costa. ............................................................ 23 
Figura 1.10. Dimensiones del cubo sísmico. .................................................................................... 24 
Figura 1.11. Sección sísmica en tiempo (segundos, s), traza 2152 mostrada en el mapa de 
Figura 1.10..................................................................................................................... 25 
Figura 1.12. Sección sísmica en tiempo (segundos, s), línea 2382 mostrada en el mapa de 
Figura 1.10..................................................................................................................... 26 
Figura 1.13. Espectro de frecuencia de la sísmica. .......................................................................... 27 
Figura 2.1. Sismograma sintético del pozo Bol-1. Panel 1: Escala Tiempo-Profundidad, 2: 
Velocidad, 3: Registro Sónico, 4: Densidad, 5: Impedancia Acústica, 6: 
Coeficientes de Reflexión 7: Sintético, 8: Traza extraída del pozo, 9: Sintético 
con polaridad negativa y 10: trayectoria del pozo y cimas estratigráficas. ................... 30 
Figura 2.2. Sismograma sintético del pozo Bol-201. Panel 1: Escala Tiempo-Profundidad, 
2: Velocidad, 3: Registro Sónico, 4: Densidad, 5: Impedancia Acústica, 6: 
Coeficientes de Reflexión 7: Sintético, 8: Traza extraída del pozo, 9: Sintético 
con polaridad negativa y 10: trayectoria del pozo y cimas estratigráficas. ................... 31 
Figura 2.3. Sismograma sintético del pozo Chem-1a. Panel 1: Escala Tiempo-Profundidad, 
2: Velocidad, 3: Registro Sónico, 4: Densidad, 5: Impedancia Acústica, 6: 
Coeficientes de Reflexión 7: Sintético, 8: Traza extraída del pozo, 9: Sintético 
con polaridad negativa y 10: trayectoria del pozo y cimas estratigráficas. ................... 32 
Figura 2.4. Mapa estructural en tiempo (segundos, s) de la cima del Jurásico Superior-
Kimeridgiano. ................................................................................................................. 33 
Figura 2.5. Mapa Estructural en tiempo (segundos, s) de la cima del Jurásico Superior-
Kimeridgiano. ................................................................................................................. 34 
Figura 2.6. Sección sísmica arbitraria, en tiempo (segundos, s), que pasa por los pozos 
Chem-1A (derecha) y Bol-1 (izquierda). Se pueden distinguir los horizontes 
sísmicos KS, KM, JST y JSK. ........................................................................................ 35 
Figura 2.7. Pliegue estructural al sur del área de estudio................................................................. 37 
Figura 2.8. Mapas estructurales en tiempo (milisegundos, ms) a la cima del KS (superior) y 
KM (inferior). .................................................................................................................. 38 
Figura 2.9. Mapas estructurales en tiempo (milisegundos, ms) a la cima del JST (superior) 
y JSK (inferior). ..............................................................................................................39 
Figura 2.10. Vistas tridimensionales de las cimas del JST (superior) y JSK (inferior). .................... 40 
Figura 3.1. Características principales de los atributos instantáneos (tomada de AAPG, 
2003). ............................................................................................................................. 43 
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 viii
Figura 3.2. Atributo de frecuencia instantánea (Hz) para el Cretácico Medio (KM). ........................ 50 
Figura 3.3. Atributo de similitud para el Cretácico Superior (KS). .................................................... 51 
Figura 3.4. Atributo de dirección de buzamiento (grados) para el Cretácico Medio (KM). ............... 52 
Figura 3.5. Atributo de buzamiento instantáneo para el Jurásico Superior-Kimeridgiano 
(JSK). ............................................................................................................................. 53 
Figura 3.6. Alineaciones defracturamiento abierto en el nivel Cretácico Superior. ......................... 55 
Figura 3.7. Alineaciones de fracturamiento abierto en el nivel Cretácico Superior. ......................... 56 
Figura 3.8. Alineaciones de fracturamiento cerrado en el nivel Cretácico Superior. ........................ 57 
Figura 3.9. Alineaciones de fracturamiento cerrado en el nivel Cretácico Superior. ........................ 58 
Figura 3.10. Alineaciones totales sobre el Cretácico Superior (imagen superior) y 
fracturamiento abierto (imagen inferior)......................................................................... 59 
Figura 3.11. Alineaciones secundarias reportadas como fracturamiento abierto Bol-1 ................... 61 
Figura 3.12. Alineaciones secundarias reportadas como fracturamiento abierto Bol-21. ................ 62 
Figura 3.13. Alineaciones secundarias reportadas como fracturamiento abierto Bol-1. .................. 62 
Figura 3.14. Alineaciones secundarias, fracturamiento parcialmente abierto Bol-1 y 21. ............... 63 
Figura 3.15. Comparación entre alineaciones abiertas para el KS y JSK. ....................................... 64 
Figura 4.1. Flujo de trabajo Emerge™. ............................................................................................. 68 
Figura 4.2. El análisis multiatributos correlaciona cada muestra del registro objetivo con las 
muestras correspondientes a los atributos sísmicos (tomada de Hampson et 
al., 2001). .......................................................................................................................69 
Figura 4.3. Datos del pozo registro objetivo: (rojo), traza sísmica (negro) y traza de los 
atributos externos (azul). Las líneas rojas muestran la ventana de análisis. ................ 71 
Figura 4.4. Cada muestra objetivo es calculada usando un promedio pesado de un grupo 
de muestras para cada atributo (tomada de Hampson et al., 2001). ............................ 72 
Figura 4.5. Gráfico cruzado de la predicción del error. ..................................................................... 74 
Figura 4.6. Entrenamiento de la regresión de atributos múltiple con la mayor correlación y 
el menor error posible. ................................................................................................... 75 
Figura 4.7. Gráfico cruzado entre la porosidad de registro y la calculada........................................ 76 
Figura 4.8. Validación de la regresión de atributos múltiple con la mayor correlación y el 
menor error posible........................................................................................................ 77 
Figura 4.9. Entrenamiento de la Red Neuronal (tomada de Hampson, 1999).................................. 79 
Figura 4.10. Gráfico cruzado entre la porosidad de registro y la calculada...................................... 79 
Figura 4.11. Ejemplo de la red neuronal que predice la porosidad. ................................................. 80 
Figura 4.12. Validación de la red neuronal que predice la porosidad............................................... 81 
Figura 4.13. Cubo de Porosidad (fracción) ....................................................................................... 82 
Figura 4.14a. Mapa generado a partir del cubo de volumen de porosidad (fracción) 
correspondiente al nivel KS. ......................................................................................... 83 
Figura 4.14b. Mapa generado a partir del cubo de volumen de porosidad (fracción) 
correspondiente al nivel KM. ......................................................................................... 84 
Figura 4.14c. Mapa generado a partir del cubo de volumen de porosidad (fracción) 
correspondiente al nivel JST. ........................................................................................ 85 
Figura 4.14d. Mapa generado a partir del cubo de volumen de porosidad (fracción) 
correspondiente al nivel JSK. ........................................................................................ 86 
Figura 4.15. Mapas de porosidad (fracción) mezclado con el atributo de buzamiento 
instantáneo para el nivel KS y KM................................................................................. 88 
Figura 4.16. Mapas de porosidad (fracción) mezclado con el atributo de buzamiento 
instantáneo para el nivel JST y JSK. ............................................................................. 89 
Figura A.1. Atributo de frecuencia instantánea para los niveles KS y KM........................................ 94 
Figura A.2. Atributo de frecuencia instantánea para los niveles JST y JSK. .................................... 95 
Figura A.3. Atributo de similitud para los niveles KS y KM. ............................................................. 96 
Figura A.4. Atributo de similitud para los niveles JST y JSK. ........................................................... 97 
Figura A.5. Atributo de direccion de buzamiento para los niveles KS y KM. .................................... 98 
Figura A.6. Atributo de direccion de buzamiento para los niveles JST y JSK. ................................. 99 
Figura A.7. Atributo de buzamiento instantaneo para los niveles KS y KM....................................100 
Figura A.8. Atributo de buzamiento instantaneo para los niveles JST y JSK. ................................101 
Figura A1.1. Traza compleja (tomada de AAPG, 2003)..................................................................104 
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INTRODUCCION 
 1
 
 
 
 
 
INTRODUCCIÓN 
 
El continuo y acelerado desarrollo de los métodos de adquisición, procesamiento e 
interpretación sísmica, ha permitido un incremento tanto de las reservas como de la taza 
de producción de los yacimientos petroleros. Gracias a esto se ha logrado que en la última 
década la exploración y caracterización de yacimientos en estructuras complejas y con 
características especiales, como fracturamiento, desarrolle nuevas tecnologías capaces 
de construir un modelo adecuado del subsuelo y de determinar las propiedades 
específicas del mismo, como son: la orientación y densidad de fracturas, porosidad, 
permeabilidad, presencia y saturación de fluidos, etc. (Savasta et al., 2000). 
Dentro de los rasgos geológicos que juegan un papel muy importante en la exploración y 
producción petrolera se encuentran las fracturas, debido al efecto significativo que tienen 
sobre el almacenamiento y flujo de fluidos en el yacimiento. A pesar de su importancia, la 
detección y caracterización de fracturas naturales continúa siendo un reto difícil de 
resolver para los ingenieros, geólogos y geofísicos (Martínez et al., 2002). 
Más aún, debido a que las complicaciones diagenéticas la distribución de porosidad y 
permeabilidad en carbonatos puede ser difícil de predecir, una herramienta que pudiera 
mapear lateral y verticalmente las variaciones en porosidad y/o permeabilidad de los datos 
sísmicos sería extremadamente útil en la delimitación de yacimientos carbonatados 
(Skirius et al., 1999). 
 
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INTRODUCCION 
 2
Los recientes desarrollos en el entendimiento de rocas carbonatadas han mejorado la 
habilidad para delimitar sistemas depositacionales carbonatados dentro de un marco de 
secuencias estratigráfico. Esta metodología, ha mejorado la predicción de la presencia y 
distribución de la porosidad y permeabilidad de los yacimientos carbonatados, donde 
éstas son controladas primariamente por procesos depositacionales y posteriormene por 
alteración diagenética posdepositacional están asociadas con límites de secuencias. Un 
elemento clave en este marco predictivo es la identificación de la arquitectura secuencial 
en la sísmica y la detección directa de porosidad a partir de la sísmica dentro de las facies 
del yacimiento (Sarg y Schulke, 2003). 
Por otro lado, las redes neuronales se aplican con mayor frecuencia en lageofísica; estas 
herramientas pueden aproximarse a cualquier función continua con una precisión 
arbitraria. Por lo tanto, éstas pueden producir contribuciones importantes para encontrar 
soluciones a una gran gama de aplicaciones geofísicas (Van der Baan y Jutten, 2000). 
En esta tesis se aplicó una metodología para la identificación y caracterización de 
yacimientos naturalmente fracturados, basado en atributos sísmicos, que conjuntamente 
con los datos de núcleos disponibles permitió realizar un análisis de patrones 
direccionales de fracturamiento. También se llevó a cabo un análisis multiatributos y de 
redes neuronales con el fin de extrapolar propiedades, como la porosidad, hacia zonas 
donde la información de pozos es escasa. 
La tesis se divide en cuatro capítulos principales: 1) Antecedentes, capítulo en el que se 
abordan las características generales del área de estudio, así como también las diferentes 
tecnologías utilizadas para la medición de fracturas, destacando las utilizadas en el 
desarrollo de este trabajo; 2) Modelo geológico, en esta sección se describe la 
interpretación del cubo sísmico y la construcción del modelo geológico; esto con el 
propósito de tener una idea clara de la geología estructural del área; 3) Atributos sísmicos, 
en esta etapa se muestran los mapas generados con diferentes atributos sísmicos a fin de 
definir las principales direcciones de fracturamiento, y 4) Modelado de propiedades, 
mediante un análisis multiatributos y redes neuronales se obtiene un volumen de 
porosidad. 
 
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OBJETIVOS 
 3
 
 
 
 
 
OBJETIVOS 
El objetivo principal de este estudio es la generación de un volumen de propiedades 
petrofísicas en el Campo Bolontikú, en particular de la porosidad efectiva, a partir del 
análisis multiatributos y redes neuronales. Para ello se realizaron los siguientes procesos: 
• Se aplicó una metodología mediante atributos símicos que permitió, definir 
patrones de fracturamiento en el Mesozoico productor del Campo Bolontikú y sus 
relaciones con varios atributos sísmicos geométricos, a fin de discriminar zonas 
con mayor posibilidad de ser productoras y con ello disminuir la probabilidad en el 
riesgo de pozos no productores. 
• Se realizó la interpretación estructural del área de estudio y se generó un modelo 
geológico a nivel del Mesozoico. 
• Se destacó la importancia de los atributos sísmicos como herramienta para definir 
la orientación y ocurrencia de las fracturas. 
• Se compararon los principales patrones de fracturas cartografiados por medio de 
atributos sísmicos, con los datos de fracturas observados en los núcleos de pozos. 
• Se obtuvo un volumen de porosidad a partir del análisis multiatributos y redes 
neuronales, así como el análisis de su relación con el fracturamiento en la zona. 
• Interpretación e integración de los resultados. 
 
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OBJETIVOS 
 4
 
 
 
 
 
METODOLOGÍA 
Para cumplir dicho objetivo se realizó la siguiente metodología: 
1. Calibración de pozo-sísmica. 
2. Interpretación de los principales niveles estratigráficos con el fin de obtener un 
modelo estratigráfico 3D. 
3. Generación de mapas de atributos geométricos. 
4. Definición de los principales sistemas de fracturas, para definir un modelo 
estructural. 
5. Análisis multiatributos utilizando como atributos externos los atributos geométricos 
seleccionados. 
6. Redes neuronales usando como entrada el análisis multiatributos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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OBJETIVOS 
 5
 
 
La Figura 1 resume en un flujo de trabajo los puntos anteriormente expuestos. 
 
DATOS DE POZO DATOS SISMICOS 3D
INTERPRETACIÓN SÍSMICA
MULTIATRIBUTOS
VOLUMENES DE PROPIEDADES PETROFISICAS
CALIBRACIÓN POZO-SISMICA
MODELO ESTRUCTURAL 3D:
PRINCIPALES SISTEMAS 
DE FRACTURAS
ATRIBUTOS SÍSMICOS
MODELO ESTRATIGRAFICO 3D
 
Figura 1. Metodología 
 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 6
 
 
 
 
 
1. ANTECEDENTES 
 
1.1. YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS 
Un yacimiento petrolero naturalmente fracturado es aquel que contiene fracturas creadas 
por la naturaleza. Estas fracturas naturales pueden tener un efecto positivo o negativo 
sobre el flujo del fluido. Las fracturas pueden estar parcialmente cementadas ocasionando 
efectos diferentes sobre el tipo de fluido que circula por ellas; por ejemplo, un efecto 
positivo sobre el flujo del aceite pero un efecto negativo sobre el flujo del agua o gas 
debido a los efectos de cono. Las fracturas naturales totalmente mineralizadas crean 
barreras de impermeabilidad a todos los tipos de fluido. Esto sucesivamente podría 
generar compartimentos pequeños dentro del yacimiento provocando recuperaciones 
marginales o no económicas (Aguilera, 1995). 
Muchos de los yacimientos naturalmente fracturados productores hoy en día han sido 
accidentalmente descubiertos al buscar algún otro tipo de yacimiento. Los yacimientos 
naturalmente fracturados se encuentran distribuidos en todo el mundo, en todos los tipos 
de litologías y a través de la columna geológica estratigráfica desde el Precámbrico al 
Mioceno. 
Las fracturas son rupturas mecánicas en las rocas, comprenden discontinuidades en 
desplazamiento a lo largo de superficies. El término de fractura es usado para todos los 
tipos de discontinuidades genéricas. Existen varias definiciones de fractura, una de ellas 
dada por Stearns (1982) indica que una fractura natural es una discontinuidad planar 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 7
microscópica que resulta del esfuerzo que excede el punto de ruptura de la roca. Otra 
definición proporcionada por Nelson (1985) es que una fractura de yacimiento es una 
discontinuidad planar en la roca debido a la formación o diagénesis física. 
Las fracturas son producidas por el esfuerzo, tienen una dirección preferencial, lo que 
hace que la formación que las contiene sea sísmicamente anisótropa (sea o no isótropa la 
formación misma sin ellas). 
A continuación se enlistan algunos de los campos productores de gas y aceite que se 
encuentran en rocas naturalmente fracturadas en todo el mundo: 
• Yacimiento de carbonatos de aceite y gas, área Monkman, Sukunka y Bullmose, 
British Columbia, Canada (Terciario). 
• Yacimientos carbonatados de gas, Beaver River Field, British Colombia, Canadá 
(Devoniano). 
• Yacimientos arcillosos de aceite (Second White Specks), Alberta, Canadá 
(Cretácico). 
• Yacimientos carbonatados de aceite, Pozos Norman, Territorios NW, Canadá 
(Devoniano). 
• Yacimientos carbonatados de aceite, Unidad Weyburn & Campos Midale, 
Saskatchewan, Canadá (Mississippiano). 
Ejemplos en México 
• Yacimientos carbonatados de aceite, Campo Bagre, México. 
• Yacimientos carbonatados de aceite, área Reforma, Campos Sitio Grande y 
Cactus, México (Cretácico). 
• Yacimientos carbonatados de aceite, Cantarell, Campeche. 
Los carbonatos constituyen cerca del 20 % de las rocas sedimentarias en el mundo y 
sirven de depósito al 40 % de los principales yacimientos de hidrocarburo. Los 
yacimientos naturalmente fracturados comúnmente se encuentran en este tipo de roca. 
Los yacimientos carbonatados se caracterizan por ser extremadamente porosos y 
permeables, por lo que su exploración, delimitación y caracterización sísmica pueden ser 
complejas. 
 
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CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 8
 
1.2. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL ÁREA DE ESTUDIO 
 
1.2.1. Localización del Área de Estudio 
El área de estudio se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, en la porción 
sureste de la Republica Mexicana, al occidente de la Península de Yucatán. Se localiza en 
la plataforma continental y se ubica en lo que se denomina Sonda de Campeche, la cual 
es la más importante provincia petrolera desde el punto de vista de producción de 
hidrocarburos. Se encuentra sobre lo que tectónicamentese conoce como Pilar Reforma-
Akal. En la Figura 1.1 se muestra un mapa de la Sonda de Campeche con las principales 
estructuras productoras de hidrocarburos. 
Villa Hermosa
Cd del Carmen
Cantarell
Villa Hermosa
Cd del Carmen
Villa Hermosa
Cd del Carmen
CantarellCantarell
AYIN
TEEKIT
YAXCHE
XANAB
KAYCHUC
POL
BATAB
TARATUNICH
ABKATUN
CAAN
IXTOC
MISON
KIXKABCITAM
YUM
LE IXTAL
UECH KAX
OCH
TOLOC
SINAN
ALUX
BEHELAE
MAY
HAYABIL
ICHALKIL
0 20 Km
GOLFO DE
MÉXICO
CAMPECHE
PONIENTE
TABASCO
DOS BOCAS
CD. DEL
CARMEN
CAMPECHE
P. CEIBA
N
BOLONTIKU
FRONTERA
 
Figura 1.1. Localización de la Sonda de Campeche, mostrando el campo de estudio y otros campos 
principales de hidrocarburos (modificada de PEMEX, 2007). 
El estudio comprende un área aproximada de 100 km2, la cual se indica en la misma 
figura con el recuadro rojo y está delimitada por la zona que abarca el Campo Bolontikú, el 
cual se encuentra localizado aproximadamente a unos 20 km al NE del puerto de 
Frontera, Tabasco. 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 9
Esta área corresponde al Activo Integral Litoral de Tabasco, el cual presentó, al 1 de 
enero de 2007, un incremento por 98.8 millones de barriles de aceite crudo en reserva 
probada. Esta cifra es el resultado de un incremento en reserva probada desarrollada por 
115.4 millones de barriles y una disminución de 16.6 millones de barriles en reserva 
probada no desarrollada. Bolontikú contribuye con 19.0 millones de barriles de aceite, 
como consecuencia de la actualización de los volúmenes originales y reservas por la 
perforación de los pozos de desarrollo (Bolontikú-13 y 41), reprocesamiento e 
interpretación de la información sísmica y actualización de los límites verticales y laterales 
del campo (PEMEX, 2007). 
Los principales yacimientos productores del campo, se encuentran ubicados en los 
intervalos carbonatados del Cretácico Superior y Medio, y en el Jurásico Kimeridgiano. 
1.3. GEOLOGÍA REGIONAL DEL ÁREA DE ESTUDIO 
Geológicamente la Sonda de Campeche, se ubica al occidente de la plataforma cretácica 
de Yucatán. La sedimentación y deformación del área marina están influenciadas por las 
siguientes unidades tectónicas: Plataforma de Yucatán, Cuenca de Macuspana y la 
Subcuenca de Comalcalco (Aquino-López, 2004). 
 
1.3.1. Marco Estratigráfico 
Los yacimientos en esta región se encuentran en brechas del Paleoceno al Cretácico; al 
este se presentan facies de plataforma jurásicas, y mayoritariamente al oeste carbonatos 
del Cretácico al Jurásico, todos deformados por tectónica compresional y salina. La Sonda 
de Campeche está casi totalmente cubierta por estudios de sísmica 3D, lo que permite 
identificar, dentro del Mesozoico y el Terciario, un número grande de oportunidades de 
exploración (Guzmán et al., 2000). 
La columna sedimentaria marina atravesada por los pozos en la Sonda de Campeche, va 
del Jurásico Tardío al Terciario Tardío, teniendo espesores de más de 6000 m en algunas 
zonas. Los ambientes de depósito varían de Plataforma a Cuenca; presentando 
discordancias mayores, destacando la del Cretácico-Terciario (Ángeles-Aquino, 2006). 
Guzmán-Vega y Mello (1999) mostraron la existencia de cuatro principales familias de 
aceites en sureste de México: las familias del Oxforidiano, Titoniano, Cretácico Inferior y 
Terciario. 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 10
La columna estratigráfica del área comprende tres principales sistemas que son 
correlacionales con los periodos Jurásico, Cretácico y Terciario, los cuales se observan en 
la Figura 1.2. 
PLEISTOCENO
EOCENO
PLIOCENO
PALEOCENO
OLIGOCENO
MIOCENO
INFERIOR
MEDIO
SUPERIOR
INFERIOR
MEDIO
SU
PE
R
IO
R TITONIANO
KIMERIDGIANO
OXFORDIANO
CALLOVIANO
CUATERNARIO
LITOLOGÍA RG SY
ELEMENTOS 
DEL SISTEMA 
PETROLERO
ESCALA DE TIEMPO
EDAD PERIODO EPOCA
 
Figura 1.2. Columna estratigráfica de la Sonda de Campeche. Nomenclatura: Roca Generadora (RG, 
óvalos rojos), Roca Almacén (Y, cuadros amarillos), Roca Sello (S, cuadros verdes) (modificada de 
Barrios y Audemard, 2007). 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 11
 
Jurásico 
Actualmente el Jurásico Superior constituye el sistema de hidrocarburos más importante 
en el sureste de México, y por extensión, sin excepción el Jurásico es el sistema 
generador más rico de todo México (Goldhammer et al., 1999). 
El Jurásico Superior-Kimeridgiano está constituido por rocas calcáreas de ambientes de 
plataforma, compuestas en su parte inferior y media por dolomías con estratificación de 
calizas y limolitas; en su parte superior está constituida por un cuerpo de dolomitas y muy 
escasa limolita. El espesor es variable, sin embargo se considera como promedio 454 m 
(Pacheco-Gutiérrez, 2002). 
El yacimiento que se encuentra en el Jurásico Superior-Kimeridgiano presenta facies 
ooliticas de muy buenas características petrofísicas, con porosidades intergranulares del 
orden del 10 %, que permiten el flujo de hidrocarburos. La presencia de fracturas optimiza 
la producción ya que aumenta la capacidad de flujo del yacimiento. La Figura 1.3 muestra 
el modelo depositacional de rampas carbonatadas, se observa que en la parte del perfil 
dominado por oleaje se presenta la formación de facies ooliticas. 
 
CUENCA RAMPA PROFUNDA RAMPA SOMERA RAMPA ANTERIOR
DOMINADO POR OLEAJE SUBAEREO/PROTEGIDOOLEAJE BAJO LA LÍNEA DE OLAS
PER
FIL D
E SED
IM
EN
TA
C
IÓ
N
FA
C
IE
- Laguna dominada por 
wackstones de pellets fosiliferos
y mudstones.
- Grainstones de abánico de 
rotura
- Parte marginal de la zona de 
marea
- Columnas de estramatolitos
- Sabka con evaporitas, mezcla de 
silisiclasticos y carbonatos
-C
he
rt
-L
ut
ita
s 
fo
si
lif
er
as
y 
m
ud
st
on
es
Nivel 
del Mar
Rompimiento de Olas
Base de Tormentas
- Wackstones de 
peloidales-bioclastos
a Mudstones.
- Grainstones de 
depósitos de 
tormenta de 
transportados 
pendiente abajo.
- Monticulos de lodo 
de alga
-Grainstones de alta 
energia incluyendo 
complejos de 
playa/canales de 
marea 
-Banco de Oolitas o 
arenas bioclasticas
-Parches arrecífales 
 
Figura 1.3. Modelo clásico depositacional de rampas carbonatadas (tomado de Chernikoff et al., 2006). 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 12
El Jurásico Superior-Titoniano representa una trasgresión de los mares jurásicos y 
consiste esencialmente de sedimentos arcillosos oscuros con alto contenido de materia 
orgánica y escasas y delgadas intercalaciones de calizas. Las rocas de esta edad se 
presentan como un horizonte muy importante en el subsuelo del sureste de México debido 
a varias razones; en primer lugar es el horizonte que mayor contraste ofrece con la 
secuencia cretácica, lo cual ayuda a reflejar las ondas sísmicas de esta región, en los 
registros geofísicos de pozo es fácil identificarlo por la disminución en la lecturas del 
registro de rayos gamma debido al alto contenido de arcilla y materia orgánica. Además 
este horizonte tiene una amplia distribución geográfica, lo cual ha sido de utilidad para 
establecer correlaciones estratigráficas a escala regional. 
Litológicamente el Titoniano está constituido, en la parte inferior, por lodolita arcillosa con 
abundante materia orgánica, ocasionalmente con delgadas intercalaciones de lutita; en la 
parte media consiste de lutitas calcáreas arenosas, con intercalaciones de margas y 
calizas arcillosas; hacia la cima se presenta un lodolita arcillosa, algunas veces de 
aspecto cretoso parcialmente dolomitizado. Esta unidad sobreyace en concordancia al 
Kimeridgiano y su contacto superior con el Cretácico Inferior es también concordante 
(Aquino-López, 2003). 
El espesor varía de 100 a 250 m según datos de pozos de esta área; aunque de manera 
general son más delgados al oriente y más gruesos al occidente. 
Los estudios geoquímicos realizados en muestras de núcleos y aceites, sugieren quelas 
rocas Jurásicas, principalmente las del Titoniano, constituyen las rocas generadoras de 
hidrocarburos. 
Cretácico 
Las condiciones sedimentológicas del Cretácico son de ambientes predominantemente de 
laguna hacia su interior. Dicho elemento es la fuente de los clastos calcáreos y soluciones 
de magnesio, que dan origen a las "brechas" y dolomías que se localizan hacia el talud de 
la plataforma, interdigitados con ambientes más profundos; estas condiciones continúan 
hasta la base del Paleoceno. Según datos de pozo se reconocen una brecha baja y una 
alta o conglomerado. La baja es la unidad productora de aceite. Está fuertemente 
dolomitizada, y exhibe porosidad secundaria (vugular) debida a la disolución. Su 
porosidad promedio varía de 8 a 12 % y su permeabilidad es 3000-5000 mD. Se ha 
estimado que 60 % de la producción diaria corriente de 1.3 mb de aceite del campo de 
Cantarell proviene de la brecha K-T. 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 13
El Cretácico Superior (brecha) es productor de aceite y gas en dos intervalos, la cima 
corresponde a un cuerpo de alta resistividad productor en el Bolontikú-1, y la zona inferior 
es productora en el Bolontikú-21. 
La producción del Cretácico Medio está condicionada a la presencia de fracturamiento, ya 
que la porosidad de matriz predominante es muy baja (tamaño de poros correspondientes 
a microporos), por lo que la caracterización del sistema fracturado es de fundamental 
importancia para el desarrollo del campo. 
Terciario 
La secuencia terciaria presenta frecuentes interrupciones en su columna, siendo las más 
notables las que existen entre las rocas del Oligoceno y Mioceno. La acumulación de 
hidrocarburo en la Sonda de Campeche está controlada principalmente por el factor 
estructural; los plegamientos del área fueron el resultado de los eventos laramídicos; la sal 
que se ha encontrado en algunos pozos, parece tener influencia en la modelación del 
área. Los alineamientos estructurales son de gran extensión y con una orientación 
aproximada NW-SE similar a la tendencia de los ejes de la Sierra de Chiapas. 
En esta región, las rocas sellos más comunes, las constituyen las rocas del Terciario. En 
algunos casos (estructura de Chuc) la sal puede actuar como una barrera que separa los 
yacimientos. Existen además cuerpos arcillosos notables, en la base del Cretácico Tardío 
y cima del Cretácico Medio, que podrían funcionar como sello, separando los yacimientos. 
 
1.4. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO 
En general, el sistema petrolero está constituido por roca generadora, roca almacenadora, 
roca sello, trampa, y sincronía y migración. 
Rocas Generadoras 
Las rocas generadoras están relacionadas con el origen mismo de los hidrocarburos. La 
generación de éstos y la migración primaria de los mismos, se efectúa en la roca 
generadora; la distribución de este tipo de roca en una cuenca sedimentaria, depende de 
las condiciones del relieve y clima durante la época del depósito. 
Se han identificado tres principales sistemas generadores de hidrocarburos en la región: el 
Jurasico Superior Oxfordiano, el Jurásico Superior-Titoniano y el Mioceno (Terciario). Con 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 14
base en estudios geoquímicos y correlaciones roca-aceite, Holguín-Quiñónez (1985) 
considera al subsistema Titoniano como el principal generador, con una aportación de 
más del 90 % de las reservas probadas y de la producción acumulada. Estas rocas 
generadoras del Jurásico Superior-Titoniano corresponden a lutitas bituminosas y calizas 
arcillosas con un alto contenido de materia orgánica y de amplia distribución regional. 
Rocas Almacén 
Se considera como roca almacén a toda aquella roca que sea capaz de acumular fluidos 
en su espacio, como hidrocarburos. Para que un cuerpo o estrato pueda considerarse 
como almacenador, debe mostrar las siguientes características: 
• Ser poroso, es decir, poseer espacios suficientes para almacenar un volumen 
considerable de hidrocarburos. 
• Ser permeable, es decir sus poros deben de estar interconectados. 
• Mostrar cierta continuidad lateral y vertical. 
Las características almacenadoras de una roca pueden ser originales, como la porosidad 
intergranular de las areniscas, o secundaria, resultantes de cambios químicos como la 
disolución en las calizas o el fracturamiento de cualquier tipo de roca. Los cambios 
secundarios pueden aumentar la capacidad almacenadora de una roca o puede 
provocarla en rocas que no la tenían originalmente. 
Las areniscas figuran entre las rocas consolidadas más porosas, mientras que las 
dolomias y calizas son normalmente permeables, y en ellas se localizan aproximadamente 
el 30 % de los yacimientos; el 40 % de los campos gigantes de hidrocarburo se encuentra 
en rocas carbonatadas. 
En México, la gran mayoría de yacimientos se localiza en yacimientos carbonatados 
fracturados con presencia de dolomías y calizas con diferente grado de contenido de 
arcillas. Estos yacimientos cambian sus propiedades físicas rápidamente en el espacio, 
presentando altos contrastes de velocidad, y cambios de porosidad y permeabilidad 
dependientes de la anisotropía. Las rocas almacenadoras de los campos marinos de la 
Sonda de Campeche son las calizas dolomitizadas y dolomías del Kimeridgiano, las 
calizas y brechas dolomitizadas y dolomías del Cretácico, así como las brechas calcáreas 
dolomitizadas de la base del Paleoceno. Potencialmente, los clásticos terrígenos del 
Kimeridgiano, son rocas almacenadoras. 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 15
Rocas sello 
Son aquellas que por su escasa permeabilidad no permiten el paso de los fluidos, 
sirviendo como cierre a su migración o desplazamiento. Puede decirse que no existe una 
roca que sea absolutamente impermeable y los sellos de los yacimientos petrolíferos no 
son ninguna excepción; las arcillas constituyen una de las rocas sellos más comunes. Es 
posible establecer que la característica principal de la roca sello sea, la de constituir una 
barrera a la migración de los hidrocarburos y, de esa manera, permitir su acumulación en 
una trampa. 
Para que una roca sea relativamente impermeable, no debe poseer fracturas 
interconectadas. Debido a que los yacimientos aparecen normalmente con efectos 
tectónicos en mayor o menor grado, las rocas deberán ser plásticas, de manera que 
respondan a los esfuerzos mecánicos deformándose en lugar de fracturarse, lo cual 
abriría vías a la migración de los hidrocarburos como es en el caso de las rocas 
quebradizas que son vulnerables al fracturamiento. Los tipos de rocas sellos son muy 
variados; entre los tipos más comunes están, además de las lutitas, las margas y calizas 
arcillosas muy finas, y toda la serie de las evaporizas (Pacheco-Gutiérrez, 2002). 
El sello en la región está formado por una capa arcillosa y limolítica, dolomitizada e 
impermeable, la cual constituye la parte superior de la misma unidad de brecha calcárea 
del límite K/T. 
Trampa 
Referente al tipo de trampas, éstas son en su mayoría de tipo estructural de forma 
anticlinal, asociadas a fallamiento normal e inverso y con cierres contra fallas o contra 
intrusiones salinas. 
Un ejemplo es la estructura del Campo Abkatún, la cual tiene un desarrollo de 18.5 km de 
largo por 5 km de ancho y con un cierre máximo de 900 m. Se encuentra afectada por 
fallas normales e inversas con orientación perpendicular al eje de la estructura, lo que la 
secciona en diferentes bloques (PEMEX, 1999). 
Migración 
Las rocas generadoras del Titoniano han rellenado las trampas de Kimmeridgiano, 
Cretácico Medio y brechas del Cretácico Superior-Paleoceno por efectos de migración 
vertical hacia arriba o hacia abajo. Por tratarse de una cuenca de alta impedancia con 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 16
callamientos predominante subverticales, se propicia la migraciónvertical e imposibilita la 
migración lateral a grandes distancias (Holguín-Quiñónez y González-García, 1992). 
 
1.4.1. Marco Estructural Regional 
Existen numerosos trabajos que abordan el tema de la geología estructural en la Sonda 
de Campeche. Entre los estudios más recientes, Chernikoff et al., 2006 ha confirmado que 
las mejores acumulaciones de hidrocarburos de la Sonda de Campeche, se encuentran en 
anticlinales fallados, situados en una franja donde el fracturamiento y la diagénesis 
actuaron favorablemente. 
La mayoría de las fallas mesozoicas exhiben geometría listrica, con crecimiento del 
Oxfordiano al Cretácico Inferior. Una de las principales limitaciones para la identificación e 
interpretación de las fallas de este estilo ha sido la baja frecuencia exhibida en varios de 
los levantamientos 3D. Los atributos sísmicos juegan un papel importante para detectar 
estas fallas y su correcta geometría. El cambio en la geometría de las fallas permite 
proponer que éstas fueron reactivadas durante el terciario y crearon grandes estructuras. 
En resumen, el ángulo bajo y la geometría listrica explican: bloques rotados afectados por 
este fallamiento, crecimiento de estratos del Kimeridgiano al Cretácico Inferior, y posible 
reactivación terciaria de aquellas fallas como fallas inversas. 
 
Evolución Estructural 
De acuerdo a Chernikoff et al., 2006 basado en estudios de Pindell (2002) divide la 
evolución estructural en la Sonda de Campeche en 5 etapas principales (Figura 1.4): 
Fase 1. Rifting Mesozoico. Esta fase empezó en el Jurásico Temprano con la apertura de 
la cuenca del Golfo de México con un rift fuertemente asimétrico. Se crearon estructuras 
de basamento y se depositaron capas rojas. 
Fase 2. Deposición de la sal. La sal presente es uno de los problemas más discutidos en 
los últimos años. Chernikoff et al. (2006) consideran que ésta ocurrió principalmente en el 
Caloviano (Jurásico Medio). 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 17
Lechos Rojos
Expansión del Piso Oceánico
 
Figura 1.4. Etapas de evolución estructural en el área regional (tomada de Chernikoff et al., 2006). 
 
Fase 3. Expansión del piso oceánico. Esta fase empezó al final de la deposición de la sal. 
La continua y amplia cuenca de sal fue dividida en dos cuencas de sal (Louann, y 
Campeche). Esta fase continuó hasta el tiempo Valanginiano basado en el análisis de 
tectónica. La expansión del piso oceánico causó la movilización de la sal resultando fallas 
de crecimiento normal y provocando la formación del sistema de fallas del Mesozoico. La 
dirección de extensión Este-Oeste generalmente, a este tiempo y para esta área, es 
responsable de la orientación del sistema de fallas Mesozoico. 
El carácter sísmico bajo la secuencia del Jurásico es interpretado como una capa de sal 
plástica autóctona. 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 18
 En la Figura 1.5 se identifican dos paquetes de Sal en muchos lugares y corresponden a 
los niveles de desacoplamiento más bajos (Barrios y Audemard, 2007). 
 
Figura 1.5. Fases de evacuación de la sal (tomada de Barrios y Audemard, 2007). 
 
Fase 4. Cretácico Superior y Deposición del Terciario Inferior. Los sedimentos del 
Cretácico Superior y el Terciario Inferior fueron depositados durante un periodo de relativa 
quietud estructural. La deposición de la brecha del Cretácico Superior estuvo asociada 
con la erosión y colapso del margen del alto relieve de plataforma, así como también el 
impacto del meteorito Chicxulub. 
Fase 5. Compresión Terciaria. Los esfuerzos terciarios con dirección SSW-NNE actuaron 
sobre los alineamientos preexistentes produciendo las grandes estructuras de hoy. 
Algunos movimientos de deslizamiento a rumbo fueron creados debido a la orientación 
oblicua entre las fallas mesozoicas y el esfuerzo terciario. 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 19
 
1.5. TECNOLÓGIAS PARA MEDIR FRACTURAS 
Los estudios de ingeniería de yacimientos utilizan una combinación de diversas fuentes de 
información, como: 
- Fuentes directas: núcleos, cortes de perforación y cámaras en el pozo. 
- Fuentes indirectas: incluyen todos los tipos de pozos, datos de prueba de pozo y la 
historia de producción. 
Estos tipos de información pueden ser mapeados en diferentes formas y combinados con 
técnicas de ingeniería de yacimientos que permiten estimar volúmenes de hidrocarburos y 
recuperar diferentes estrategias de agotamiento. 
El objetivo de las tecnologías avanzadas de detección de fracturas es determinar la 
existencia, y sus características en el subsuelo antes de realizar una perforación. Las 
fracturas en el subsuelo son zonas de propiedades físicas anómalas que pueden ser 
detectadas remotamente por varios medios, desde una simple extrapolación de 
observaciones en el subsuelo hasta sofisticados métodos sísmicos. Las tecnologías de 
detección generalmente dependen de la adquisición sísmica avanzada y técnicas de 
análisis en la respuesta sísmica del yacimiento que puede estar relacionada a las 
fracturas. Recientemente se adquieren levantamientos sísmicos multicomponente 3C con 
los que se obtienen datos importantes para la determinación de anisotropía azimutal, la 
cual es esencial para caracterizar fracturas naturales y dar localizaciones efectivas. Por 
ejemplo, conociendo la orientación general de sistemas de fracturas durante la planeación 
del pozo dramáticamente mejora la oportunidad de que un pozo intercepte fracturas. 
Por otro lado, los nuevos pozos presentan una oportunidad de obtener datos mecánicos, 
geofísicos y geológicos de muchas fuentes, incluyendo información de herramientas de 
registro, levantamientos sísmicos de pozo, mecanismos de muestreo y núcleos. Otras 
fuentes importantes de información que pueden ser adquiridas durante las etapas 
tempranas del desarrollo del pozo incluyen pruebas de perforación, pruebas de flujo inicial 
y pruebas de acumulación y reducción. La Figura 1.6 muestra un resumen de las 
principales fuentes utilizadas para medir fracturas. 
 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 20
VSP NUCLEOS REGISTROS CONVENCIONALES
REGISTROS 
ACÚSTICOSREGISTROS 
DE IMAGENES
TECNOLOGIAS PARA MEDIR FRACTURAS
 
Figura 1.6. Tecnologías para medir fracturas (tomada de Barrios, 2000). 
 
La información sobre fracturas naturales es también importante durante las etapas de 
perforación y las operaciones de cementación, las fracturas naturales abiertas pueden 
causar problemas de perdida de circulación, perdida de fluidos de perforación y perdida 
potencial de pozos (Bratton et al., 2006). 
De acuerdo a Marrett et al. (1999) hay dos aproximaciones que han sido tomadas en 
consideración de acuerdo para caracterizar fracturas naturales: la primera comprende la 
cuantificación de desplazamientos o aperturas en una escala particular (ej. afloramientos); 
la otra aproximación incluye múltiples escalas (ej. datos sísmicos y observación visual). 
Los métodos geofísicos de detección de fracturas se dividen en tres distintas escalas 
(Barrios, 2000): 
1) grandes escalas asociadas con sondeos de superficie (escala sísmica). La Figura 
1.7 muestra la relación entre las técnicas de medición sísmica y el nivel de 
resolución vertical, se observa que la resolución máxima que pueden proporcionar 
los datos sísmicos es de alrededor de 30 m. 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 21
2) escalas intermedias asociadas a sondeos superficie-pozo y pozo-pozo (perfiles 
sísmicos verticales y registros acústicos). La Figura 1.7 muestra que para este tipo 
de escala la resolución puede ser de metros hasta 30 cm. 
3) pequeñas escalas asociadas con mediciones hechas sobre las rocas 
inmediatamente adyacentes al pozo o la pared de pozo (registros de imágenes), 
 
En la Figura 1.7 se observa que los datos de registros y núcleos proveen alta resoluciónvertical, pero muestrean solo un pequeño volumen de roca. Por otro lado, los métodos 
sísmicos de superficie no resuelven la importancia de las características de pequeña 
escala, las cuales permiten caracterizar al yacimiento para aplicaciones tales como 
simulación de flujos o la posición precisa de los pozos direccionales. 
Perfiles Sísmicos entre Pozos
Perfiles Sísmicos 
Verticales
Sísmica 2D y 3D
Registros Sónicos
Registros de Imágenes
Análisis de Núcleos
Resolución Vertical
Fr
ac
ci
ón
 d
el
 Y
ac
im
ie
nt
o
Mayor Resolución 
Figura 1.7. Cobertura de los métodos sísmicos (tomada de Harris y Langan, 2001). 
 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 22
1.6. CARACTERÍSTICAS SÍSMICAS DE ÁREA DEL ESTUDIO 
1.6.1. Secciones Sísmicas Regionales 
En el mapa de la Figura 1.8 se muestra la Cuenca del Sureste en la actualidad, que por su 
producción es la más importante de las cuencas petroleras del país. Se encuentra en el 
sur del Golfo de México y se extiende desde la Sierra de Chiapas hasta la plataforma 
continental ubicada al norte de las costas de Veracruz y Tabasco, y al occidente de la 
costa de Campeche, en la misma se observa la sal actual en el golfo (áreas rosas). La 
Figuras 1.9 corresponde a las secciones sísmicas regionales del área de estudio (líneas 
azules). 
En las líneas sísmicas se puede observar la presencia de una fuerte actividad tectónica de 
carácter extensional identificada por las fallas, la cual dio lugar a la formación de las 
cuencas de Macuspana y de Comalcalco (desarrolladas durante el Mioceno Tardío y el 
Plioceno), e influyó en las características de la Cuenca Salina del Istmo. El crecimiento de 
los domos facilitó la formación de trampas donde se encontraron una gran cantidad de 
campos petroleros, algunos de ellos gigantes. En la cuenca de Comalcalco, se encuentran 
campos de aceite, en tanto que en la de Macuspana predominan las acumulaciones de 
gas y condensado así como de gas no asociado. 
FO
SA
 M
AC
US
PA
NA
FO
SA
 C
OM
AL
CA
LC
O
FO
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CA
LC
O
FO
SA
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AC
US
PA
NA
FO
SA
 C
OM
AL
CA
LC
O
40km0
 
Figura 1.8. Mapa de la cuenca del sureste. Las zonas rosas representan la sal actual y las líneas azules 
corresponden a las secciones sísmicas regionales mostradas en la Figura 1.9.
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 23
 
 
 
 
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
SW NE
Bloque Chuktah- Tamil Fosa Comalcalco Pilar de Akal Fosa Macuspana
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
NW SE
 
 
Figura 1.9. Secciones sísmicas regionales, la imagen superior corresponde a la sección con dirección NE, perpendicular a la línea de costa, y la inferior a la sección con dirección NW, paralela a la línea de costa. 
N
eevia docC
onverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 24
 
1.6.2. Resolución Sísmica 
El cubo sísmico que se utilizó para la presente tesis es un apilado 3D con postproceso 
realizado por la Compañía Mexicana de Geofísica (CMG). El reproceso incluye un análisis 
denso de velocidades de apilamiento. En los datos se observa una buena definición de los 
planos de fallas y continuidad de los eventos por lo que se puede realizar una 
interpretación sísmica estructural de los eventos que representan el yacimiento. 
Los límites del cubo son: Líneas 2200 a 2660 y Trazas 1850 a 2250, lo que implica un 
área de 115 km2 aproximadamente, siendo el tamaño del bin 25 x 25 (Figura 1.10). Las 
Figuras 1.11 y 1.12 muestran la traza y línea respectivamente desplegadas en color azul 
en la Figura 1.10. 
 
Línea
Traza
 
Figura 1.10. Dimensiones del cubo sísmico. 
 
 
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CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 25
 
 
 
 
Traza
 
Figura 1.11. Sección sísmica en tiempo (segundos, s), traza 2152 mostrada en el mapa de Figura 1.10. 
 
 
 
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CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 26
 
 
 
Línea
 
Figura 1.12. Sección sísmica en tiempo (segundos, s), línea 2382 mostrada en el mapa de Figura 1.10. 
 
 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 
 27
1.6.3. Ancho de banda 
Como lo muestra la Figura 1.13 la frecuencia central de los datos está ubicada 
aproximadamente a 8 Hz. El espectro se obtuvo para una ventana de interés entre 3.75 y 
4.35 s. 
 
Frecuencia (Hz)
A
m
pl
itu
d
 
Figura 1.13. Espectro de frecuencia de la sísmica. 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 2. MODELO GEOLÓGICO 
 28
 
 
 
 
 
2. MODELO GEOLÓGICO 
 
En este capitulo se presenta el proceso realizado para obtener el modelo geológico del 
área de estudio: como primer paso se hizo la interpretación sísmica estructural, la cual fue 
una de las tareas más importantes, en la que se utilizó el cubo sísmico y la información de 
pozos. 
La interpretación sísmica empieza con el mapeo de estructuras a grande escala del área. 
Esta interpretación estructural principalmente consiste en la elaboración de horizontes y 
planos de falla. Los horizontes son superficies creadas por el interprete al seleccionar un 
reflector y seguirlo sobre el volumen. Una fractura en el subsuelo causada por esfuerzos 
tectónicos se le denomina falla. Las fallas causan discontinuidades en una estructura de 
capa que hacen más difícil el mapeo de horizontes. 
El mapeo de horizontes estuvo basado principalmente en los datos de pozos. Los pozos 
existentes en el campo y disponibles para el estudio fueron: Bol-1, Bol-2, Bol-21, Bol-201, 
y Chem-1a. 
El campo Bolontikú está asociado a un anticlinal que muestra rasgos predominantes de 
una deformación compresiva en la mayor parte de la estructura. En general esta 
estructura tiene una orientación NW-SE, en el flanco oriental se encuentra una falla 
inversa muy cerca del pozo Bol-1; que secciona el campo en bloques, además hay una 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 2. MODELO GEOLÓGICO 
 29
serie de fallas secundarias en el campo que no se observan muy bien debido a la 
resolución de los datos sísmicos. Como resultado de la interpretación estructural de los 
diferentes niveles interpretados se observa que se subdivide en bloques. 
 A nivel Jurásico Superior-Kimeridgiano, las dimensiones de la estructura son de 5 km de 
longitud y 2.3 km de amplitud como promedio, teniendo como cota mínima 4777 m en el 
pozo Bol-1 y el valor máximo de la estructura está dada por la curva con cota 6670 m y el 
Jurásico Superior-Titoniano constituye en este caso el sello lateral superior en el 
yacimiento. De acuerdo con los datos de PEP en el área de estudio las trampas asociadas 
al campo son de tipo estructural. 
 
2.1. INTERPRETACIÓN SÍSMICA – ESTRUCTURAL 
Los pasos a seguir para obtener del modelo estructural del campo fueron: 
1) Calibración datos sísmicos-pozo. 
2) Interpretación estructural en tiempo de 4 horizontes. Las cimas del Cretácico Superior 
(KS), Cretácico Medio (KM), Jurásico Superior-Titoniano (JST) y del Jurásico 
Superior-Kimeridgiano (JSK), utilizando como herramienta el software The 
Kingdom™. 
3) Realización del modelo estructural en tiempo con el programa Gocad™. 
La interpretación cubrió el área del cubo 115 km2. 
2.2. CALIBRACIÓN SÍSMICA-POZO 
Se generaron los sismogramas sintéticos de los pozos Bol-1, Bol-2, Bol-21, Bol-201 y 
Chem-1a, para los cuales se emplearon los registros geofísicos de pozo, específicamente 
el sónico (DT) y de densidad (Rhob). 
El registro de tiempo de tránsito sónico (DT) es el inverso de la velocidad (us/ft), que al 
multiplicarlo por la densidad resulta la impedancia acústica, con la cual, se calculan los 
coeficientes de reflexión, que indican los cambios de litología del subsuelo. Los 
coeficientes de reflexión se convolucionan con una ondícula, obteniendo finalmente el 
sismograma sintético. La ondícula se obtuvo a partir de una ventana de extracción de los 
datos sísmicos, la cual cambió para cada sismograma sintético. 
Neevia docConverter5.1
CAPITULO 2. MODELO GEOLÓGICO 
 30
 
A continuación se muestran los sismogramas sintéticos correspondientes a los pozos 
Bol-1, Bol-201 y Chem-1a: 
 
Bol-1 
La Figura 2.1 muestra los datos utilizados para la obtención del sismograma sintético Bol-
1. La ventana de extracción para calcular la ondícula fue de 3700-4200 ms. Se observa 
que el ajuste para el Cretácico Superior es muy bueno, sin embargo para los niveles 
inferiores es más o menos bueno. 
 
Figura 2.1. Sismograma sintético del pozo Bol-1. Panel 1: Escala Tiempo-Profundidad, 2: Velocidad, 3: 
Registro Sónico, 4: Densidad, 5: Impedancia Acústica, 6: Coeficientes de Reflexión 7: Sintético, 8: 
Traza extraída del pozo, 9: Sintético con polaridad negativa y 10: trayectoria del pozo y cimas 
estratigráficas. 
 
 
 
 
 
 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 2. MODELO GEOLÓGICO 
 31
 
Bol-201 
La Figura 2.2 muestra la calibración del sismograma sintético a la profundidad de interés. 
La ventana de extracción para la ondícula es de 3300-3900 ms. 
 
Figura 2.2. Sismograma sintético del pozo Bol-201. Panel 1: Escala Tiempo-Profundidad, 2: Velocidad, 
3: Registro Sónico, 4: Densidad, 5: Impedancia Acústica, 6: Coeficientes de Reflexión 7: Sintético, 8: 
Traza extraída del pozo, 9: Sintético con polaridad negativa y 10: trayectoria del pozo y cimas 
estratigráficas. 
Se observa que se tiene un buen ajuste entre la sísmica y el sismograma excepto al nivel 
de Cretácico Superior. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 2. MODELO GEOLÓGICO 
 32
 
Chem-1a 
La Figura 2.3 muestra el sismograma sintético de este pozo. El registro sónico utilizado 
fue editado, normalizado y ajustado a profundidad. Para la generación del sismograma 
sintético, se calculó la ondícula a partir de la sísmica utilizando una ventana de extracción 
de 3400 a 4100 ms. 
 
Figura 2.3. Sismograma sintético del pozo Chem-1a. Panel 1: Escala Tiempo-Profundidad, 2: Velocidad, 
3: Registro Sónico, 4: Densidad, 5: Impedancia Acústica, 6: Coeficientes de Reflexión 7: Sintético, 8: 
Traza extraída del pozo, 9: Sintético con polaridad negativa y 10: trayectoria del pozo y cimas 
estratigráficas. 
 
 
2.3. INTERPRETACIÓN ESTRUCTURAL 
La interpretación sísmica contempló los niveles Cretácico Superior (KS), Cretácico Medio 
(KM), Jurásico Superior-Titoniano (JST) y Jurásico Superior-Kimeridgiano (JSK). La 
interpretación fue cada 10 líneas X 10 trazas y se llevó a cabo partiendo de reflejos que 
fueran más consistentes y continuos. En las partes muy complejas la malla se interpretó 
cada 5 líneas X 5 trazas. 
 
 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 2. MODELO GEOLÓGICO 
 33
 
 
Los horizontes fueron interpretados en las siguientes polaridades: 
 
• Cretácico Superior: KS -----------positivo 
• Cretácico Medio: KM --------------positivo 
• Jurásico Titoniano: JST----------positivo 
• Jurásico Kimeridgiano: JSK----negativo 
El mapa de la Figura 2.4, muestra la configuración estructural en tiempo (s) y los 
respectivos cortes de fallas en la cima del Jurásico Superior-Kimeridgiano. 
 
 
Figura 2.4. Mapa estructural en tiempo (segundos, s) de la cima del Jurásico Superior-Kimeridgiano. 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 2. MODELO GEOLÓGICO 
 34
 
Con el fin de tener una correlación congruente entre los pozos Chem-1A y el Bol-1 se 
decidió seleccionar el nivel JSK en negativo, de haber hecho lo contrario, es decir 
seleccionar el positivo, la correlación sería buena para el pozo Chem-1A pero demasiado 
baja para el Bol-1. Así que podemos decir que se eligió el reflector promedio entre los 
marcadores del JSK para ambos pozos. 
Una vez realizada la malla de interpretación se generaron los mapas interpolados. La 
Figura 2.5 muestra el mapa interpolado de la cima del Jurásico Superior-Kimeridgiano, la 
línea AA’ corresponde a una sección arbitraria dirección NW entre los pozos Chem-1A y 
Bol-1 de la Figura 2.6, en la que se observa claramente lo anteriormente expuesto, y el 
cambio de espesor de un pozo a otro. 
 
A’
A
A’
A
 
Figura 2.5. Mapa Estructural en tiempo (segundos, s) de la cima del Jurásico Superior-Kimeridgiano. 
 
 
 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 2. MODELO GEOLÓGICO 
 35
A A’A A’
 
Figura 2.6. Sección sísmica arbitraria, en tiempo (segundos, s), que pasa por los pozos Chem-1A (derecha) y Bol-1 (izquierda). Se pueden distinguir los 
horizontes sísmicos KS, KM, JST y JSK. 
 
N
eevia docC
onverter 5.1
CAPITULO 2. MODELO GEOLÓGICO 
 36
La Figura 2.7 muestra una línea sísmica al sur del área de estudio (línea azul del mapa), 
en la que se observan intrusiones salinas y la estructura de tipo pop-up, es decir el pliegue 
de caja relativamente simétrico, con fallas inversas a los costados generadas por eventos 
compresivos y fallas normales al centro formando un parte de colapso generado en el 
momento de relajación. 
Los horizontes interpretados fueron convertidos en mallas, suavizados y se les agregaron 
contornos estructurales, generándose mapas de área como los que se muestran en las 
Figuras 2.8 y 2.9, las cuales corresponden a los mapas del KS-KM y JST-JSK 
respectivamente. 
 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 2. MODELO GEOLÓGICO 
 37
 
Figura 2.7. Pliegue estructural al sur del área de estudio 
 
 
 
 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 2. MODELO GEOLÓGICO 
 38
KS
 
KM
 
Figura 2.8. Mapas estructurales en tiempo (milisegundos, ms) a la cima del KS (superior) y KM 
(inferior). 
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CAPITULO 2. MODELO GEOLÓGICO 
 39
JSK
 
JST
 
Figura 2.9. Mapas estructurales en tiempo (milisegundos, ms) a la cima del JST (superior) y JSK 
(inferior). 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 2. MODELO GEOLÓGICO 
 40
Adicionalmente se incluyen vistas tridimensionales de las cimas del Cretácico Superior y 
el Cretácico Medio en la que claramente se observa la forma de la estructura, Figura 
2.10. 
JST
JSK
 
Figura 2.10. Vistas tridimensionales de las cimas del JST (superior) y JSK (inferior). 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 3. ATRIBUTOS SÍSMICOS 
 41
 
 
 
 
 
3. ATRIBUTOS SÍSMICOS 
3.1. ASPECTOS GENERALES 
Los atributos sísmicos usados para la caracterización del yacimiento son: variaciones 
temporales y espaciales de amplitud de reflexión, fase de la reflexión, frecuencia de la 
ondícula, y la forma de la ondícula. Las interpretaciones estratigráficas y estructurales 
basadas en los estudios sísmicos se hacen analizando patrones superficiales de estos 
atributos sísmicos a lo largo de horizontes sísmicos seleccionados. Cualquier 
procedimiento que extrae y despliega la amplitud, fase, frecuencia o forma de la traza 
sísmica en un formato entendible y conveniente es una herramienta para la 
caracterización de yacimientos, la cual se conoce como atributo sísmico. 
En otras palabras, los atributos sísmicos son diferentes formas de analizar y desplegar las 
reflexiones sísmicas por medio de diferentes algoritmos matemáticos cuyo fin es extraer la 
mayor cantidad de información relevante para la caracterización de un yacimiento. Chopra 
y Marfurt (2005) realizaron una reseña de los atributos sísmicos en el que se muestra su 
evolución ligada a las tecnologías de cómputo. 
Dentro de los principales objetivos de una interpretación basada en atributos sísmicos, 
está el extrapolar la información obtenida en el pozo, como espesor del yacimiento, 
porosidad y saturación de hidrocarburos a un análisis bidimensional en secciones 
sísmicas, o 3D en cubos sísmicos. Las herramientas de predicción incluyen estadística 
multivariable y redes neuronales aplicadas a atributos sensibles a la amplitud y al espesor. 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 3. ATRIBUTOS SÍSMICOS 
 42
El segundo objetivo de la interpretación basado en atributos sísmicos es reconstruir la 
historia tectónica, depositacional y diagenética de la zona deestudio, la cual nos permite 
inferir la litología, porosidad, capa sello, densidad de fractura y orientación de fracturas. 
Tercero, los atributos sísmicos pueden proveer control de calidad en el procesamiento de 
datos. Al interpretar en cortes de tiempo (time slices) los analistas pueden fácilmente 
identificar características geológicas tales como fallas y canales, o bien artefactos de 
procesamiento tales como falsas estructuras y huellas de adquisición, lo que permite 
optimizar los parámetros de procesamiento (Chopra y Marfurt, 2006). 
Los atributos sísmicos pueden ser derivados de la traza compleja o bien a través de 
análisis estadísticos de amplitud y de frecuencia, espectrales y de correlación. 
 
3.1.1. Clasificación de los Atributos Sísmicos 
Los atributos sísmicos pueden ser clasificados de diferentes formas; estas clasificaciones 
han cambiado a través de los años, la manera más común de clasificarlos es de acuerdo a 
la utilidad identificable en los mismos. Taner et al. (1994) dividen los atributos en dos 
categorías: geométricos y físicos. Los atributos geométricos realzan la visibilidad de las 
características geométricas de los datos sísmicos; estos incluyen echado, azimut y 
continuidad. Los atributos físicos están relacionados con los parámetros físicos del 
subsuelo y por lo tanto con la litología. Estos incluyen amplitud, fase y frecuencia. La 
clasificación puede dividirse aún más en atributos pre-apilamiento y post-apilamiento 
antes o después de la migración (Taner, 2001). Otra clasificación frecuentemente 
utilizada es la empleada por Brown (1996, 2001) quien clasifica los atributos de acuerdo al 
dominio donde se obtienen (tiempo, amplitud, frecuencia y atenuación). Chen y Sydney 
(1997) basan la clasificación en categorías dinámicas/cinemáticas y categorías de 
características geológicas de yacimiento. Barnes (1997) desarrolló una clasificación de 
atributos de traza compleja dependiendo de la relación entre los diferentes atributos y los 
datos sísmicos. Comúnmente se les denomina atributos instantáneos. En los últimos años 
se han desarrollado los atributos espectrales, los cuales se aplican en la caracterización 
de yacimientos debido a que los cambios en las características espectrales y de amplitud 
de la señal sísmica pueden estar asociados a la presencia de fluidos y fracturas dentro del 
sistema de rocas (Del-Valle-García y Ramírez-Cruz, 2006). Con el fin de cubrir los 
objetivos de la presente tesis se hará hincapié en los atributos instantáneos y en los 
atributos geométricos. 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 3. ATRIBUTOS SÍSMICOS 
 43
 
3.1.2. Atributos instantáneos 
Los atributos instantáneos son calculados muestra a muestra, y representan variaciones 
instantáneas de varios parámetros. Barnes (1997) reconoció la amplitud y la fase como 
atributos fundamentales de los cuales todos los otros son derivados. Los atributos más 
comunes de este tipo son amplitud instantánea o envolvente de amplitud, fase instantánea 
y frecuencia instantánea (Figura 3.1). 
•Identificar fallas y 
canales, detectar 
yacimientos de gas o 
“puntos brillantes 
(bright spots)”.
•Definir eventos 
reflectores masivos 
como discordancias.
•Detectar efectos de 
sintonía (tuning effects) 
de estratificación 
delgada.
•Revela eventos débiles, 
tales como canales y 
abanicos por ganancia 
de su continuidad.
•Ayuda a identificar 
límites de secuencias 
sísmicas y patrones de 
estratificación 
sedimentaria.
•Inversión evidente de 
fase cuando el gas está
presente. 
Uso 
interpretativo
Definición
Amplitud 
Instantánea
Fase 
Instantánea
Frecuencia 
Instantánea
RESUMEN DE ATRIBUTOS SÍSMICOS
•Identificar discordancias 
estructurales y/o 
estratigráficas laterales 
como acuñamientos, 
contactos aceite/agua, 
contactos aceite/gas.
•Definir límites de 
compartimentos de 
yacimientos
dt
tdtF ))(()( φ=
)(
)(tan )(
tx
tyarct =φ)()()( 22 tytxta +=
•Identificar fallas y 
canales, detectar 
yacimientos de gas o 
“puntos brillantes 
(bright spots)”.
•Definir eventos 
reflectores masivos 
como discordancias.
•Detectar efectos de 
sintonía (tuning effects) 
de estratificación 
delgada.
•Revela eventos débiles, 
tales como canales y 
abanicos por ganancia 
de su continuidad.
•Ayuda a identificar 
límites de secuencias 
sísmicas y patrones de 
estratificación 
sedimentaria.
•Inversión evidente de 
fase cuando el gas está
presente. 
Uso 
interpretativo
Definición
Amplitud 
Instantánea
Fase 
Instantánea
Frecuencia 
Instantánea
RESUMEN DE ATRIBUTOS SÍSMICOS
•Identificar discordancias 
estructurales y/o 
estratigráficas laterales 
como acuñamientos, 
contactos aceite/agua, 
contactos aceite/gas.
•Definir límites de 
compartimentos de 
yacimientos
dt
tdtF ))(()( φ=
)(
)(tan )(
tx
tyarct =φ)()()( 22 tytxta +=
 
Figura 3.1. Características principales de los atributos instantáneos (tomada de AAPG, 2003). 
Los valores instantáneos de atributos tales como, la envolvente de la traza, sus derivadas, 
la frecuencia y la fase pueden ser determinadas de trazas complejas. En el apéndice A se 
aborda a detalle el concepto de traza compleja, y de la transformada de Hilbert, los cuales 
son conceptos imprescindibles para el estudio de atributos instantáneos. 
Por otro lado, los atributos instantáneos y las tecnologías de visualización 3D, tales como 
discontinuidad y cubos de inversión, integrados con información petrofísica e información 
de litofacies proporcionan nuevas formas para delinear arquitecturas carbonatadas y 
sistemas de poros (Sarg y Schuelke, 2003). 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 3. ATRIBUTOS SÍSMICOS 
 44
 
Amplitud Instantánea 
La amplitud instantánea es una función definida positiva significando que su valor 
numérico es siempre positivo. Se grafican ambas, una función positiva y una función 
negativa para enfatizar el concepto de que es la envolvente de ambas partes, real e 
imaginaria de la traza compleja. 
Los valores altos de amplitud instantánea están asociados a eventos producidos por 
contrastes grandes de impedancia tales como discordancias, cambios en los ambientes 
de depósito, fallas, etc. así como también con acumulaciones de gas (Taner et al. 1979). 
 
Fase Instantánea 
Al aplicar la ecuación de fase instantánea a las componentes real e imaginaria de la traza 
sísmica compleja produce la función fase instantánea. A pesar de que la fase es una 
función positiva que incrementa monotónicamente en magnitud con el tiempo, es 
frecuentemente graficada como una función repetitiva teniendo limites de 0° a 360°(0 -180 
a 180°). 
Este atributo es un valor asociado a un punto en el tiempo, y puesto que los frentes de 
onda están definidos como líneas de fase constantes, el atributo de fase es también un 
atributo físico y puede ser usado como un discriminador para clasificaciones de forma 
geométrica. La fase instantánea es un buen indicador de continuidad lateral y relaciona a 
la componente de fase de propagación de onda; es usado para calcular la velocidad de 
fase y obtiene una visualización detallada de elementos estratigráficos. 
 
Frecuencia Instantánea 
La frecuencia Instantánea está asociada a un punto en el tiempo, responde a efectos de 
propagación de onda y características deposicionales, por lo que se considera un atributo 
físico y puede ser usada como discriminador efectivo. Además, ya que la mayoría de los 
eventos de reflexión están asociados con la superposición de reflexiones individuales, 
provenientes de un número de reflectores cercanamente espaciados, ésta puede producir 
un patrón de frecuencia característico de la reflexión compuesta (Taner, 2000). 
 
Neevia docConverter 5.1
CAPITULO 3. ATRIBUTOS SÍSMICOS 
 45
 
3.1.3. Atributos Geométricos 
De acuerdo a Taner (2001) los atributos geométricos describen la relación espacial y 
temporal de todos los otros atributos. Chopra y Mafurt (2006) muestran que los atributos 
geométricos definen